2020年山西省电力直接交易工作方案出炉

　　近日，《2020年山西省电力直接交易工作方案》(以下简称《方案》)下发。《方案》指出：“2020年全省电力直接交易规模约1300亿千瓦时，参与电力交易的市场主体包括电网企业、发电企业、售电公司、电力用户。”

　　原文如下：

　　晋能源电力发[2019]785号

关于印发《2020年山西省电力直接交易工作方案》的通知

　　各市能源局，省电力公司、山西地方电力有限公司、山西电力交易中心有限公司，各发电集团及有关发电企业、售电公司、电力用户：

　　为进一步贯彻落实国家和省有关电力体制改革文件精神，推进山西电力市场稳步和有序发展，做好2020年全省电力直接交易工作，省能源局会同相关部门及单位结合实际研究制定了《2020年山西省电力直接交易工作方案》，经报省领导同意，现印发执行。

山西省能源局

2019年12月3日

2020年山西省电力直接交易工作方案

　　为贯彻落实《国家发展改革委关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》（发改运行〔2019〕1105号）（以下简称“1105号文件”），结合我省有序放开发用电计划和电力现货市场建设总体安排，在认真总结前几年全省电力直接交易工作基础上，制定2020年山西省电力直接交易工作方案。

　　一、交易规模

　　按照《山西省放开发用电计划实施方案》和“1105号文件”的要求，考虑我省全面放开经营性电力用户的用电特性，2020年全省电力直接交易规模约1300亿千瓦时。

　　二、市场主体

　　（一）入市范围

　　参与电力交易的市场主体包括电网企业、发电企业、售电公司、电力用户。应为具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体，内部核算的电力用户、发电企业经法人单位授权，方可参加。

　　发电企业：全省现役燃煤机组、燃气机组、光伏发电（暂不含分布式光伏和扶贫光伏）、风电、水电（不含抽水蓄能）、生物质燃烧发电机组，参与市场的发电企业应符合国家产业政策，取得发电业务许可证，污染物达标排放。鼓励燃煤自备电厂余量发电参与市场，鼓励利用工业生产过程中余热、余压、余气自备电厂自发自用以外电量参与市场交易。

　　电力用户：除居民、农业、重要公用事业和公益性服务等行业电力用户以及电力生产供应所必需的厂用电和线损之外，逐步全面放开经营性领域电力用户参与市场交易。各类电力用户应符合国家产业政策要求，产品和工艺属于《产业结构调整指导目录》（2019本）中淘汰类和限制类且执行差别电价政策的电力用户暂不参与市场化交易。执行大工业用电的电力用户不受电压等级和电量限制；执行一般工商业用电的电力用户不受电压等级限制，但上年度（2018年11月-2019年10月）用电量要在500万千瓦时以上（果品冷藏用电和电信基站用电除外）；支持高新技术、互联网、大数据、高端制造业等高附加值的新兴产业和出口加工贸易类企业、“煤改电”用户优先全电量参与市场交易，不受电压等级和电量限制。

　　售电公司准入条件仍按照晋政办发〔2016〕113号文件要求执行。已具有法人资格且符合售电公司准入条件的发电企业、电力建设企业，高新产业园区及经济技术开发区内供水、供气、供热等公共服务公司和节能服务公司可以向工商部门申请增加售电业务。

　　（二）入市程序

　　1.已取得交易资格的发电企业、电力用户、售电公司直接列入2020年度市场主体目录。其中，电力用户在通过电力交易平台确认后参与2020年市场，若不确认视为放弃参与市场。

　　2.对于符合准入条件但尚未入市的电力用户，实行负面清单制，并进一步简化注册程序。由电网企业按照电力用户放开范围汇总提出新入市用户名单报省能源局，经组织各市能源局进行负面清单审查后，电网企业将负面清单以外电力用户的必要注册信息直接推送至省电力交易中心，并负责通知电力用户在省电力交易中心平台履行简单注册手续后即可直接入市。每月25日前完成注册的电力用户可从次月起参与电力交易。对5G等电信基站用电，以集团为单位统一安排入市。

　　3.新入市的发电企业，由各市能源局负责按准入规定进行核实并组织公示，公示无异议的发电企业通过山西省电力需求侧管理平台报省能源局，列入2020年度市场主体目录。

　　4.对新入市的售电公司，仍按原程序通过山西省电力需求侧管理平台进行网上申报，由省能源局组织公示，公示期为1个月，公示无异议后列入市场目录。已列入省内市场目录名单、且在山西省电力交易中心完成注册的售电公司，出现注册信息变更时，要在5个工作日内向电力交易平台提交变更材料；出现企业名称、股东或实际控制人、公司资产等重要信息发生变更的，仍按照原程序向省能源局申请变更相关信息，并进行为期5个工作日的公示。

　　新申报入市的发电企业和售电公司，申报账号按照属地管理原则由各市能源局分发，申报材料仍按照相关规定执行。2020年售电公司新入市申报时间分别为2019年12月6日、2020年4月25日、2020年7月25日；新能源等发电企业新入市申报时间为每月25日。

　　三、交易安排

　　结合电力现货市场模拟试运行情况，进一步规范电力中长期市场，并做好现货试运行期间中长期市场和现货市场的有效衔接。

　　（一）完善一级市场

　　1.交易类型

　　长协交易。对煤电联营的发电企业与下游电力用户实现相互参股20%以上的、发电企业和电力用户属同一集团控股的、发电企业与就近园区开展综合能源服务的、发电企业与电力用户开展“自供煤代加工电力”深度合作的，按照双方发用电量相匹配的原则，允许双方开展长协交易。

　　普通交易。长协交易以外的所有入市电力用户均参与普通交易。

　　2.交易机制

　　（1）进入市场的电力用户均全电量参与市场交易。长协交易按年度双边自主协商方式，普通交易按年度、月度、周及周内双边自主协商、集中竞价撮合及挂牌交易方式。

　　考虑我省电力现货市场在2020年将启动不间断试运行，为保证全省电力现货市场和中长期市场的有效衔接，年度普通交易规模为600亿千瓦时，双边协商交易超出规模时按照交易提交时间先后出清，同时放宽双边协商交易时限，原则上不少于一周。双边协商交易的双方应在交易时约定中长期交易日合约曲线并录入交易平台；在现货交易执行日前3日（D-3日）前，双方协商一致后可调整交易执行日（D日）中长期合约曲线。

　　（2）按照《国家发改委关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（发改价格规[2019]1658号）文件精神，2020年我省燃煤发电机组通过市场化交易（中长期）上网电价在“基准价+上下浮动”范围内形成，基准价按我省现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，2020年暂不上浮。市场化形成的上网电价包括脱硫、脱销、除尘电价和超低排放电价。

　　市场主体开展年度双边自主协商交易时，在双方自主协商确定交易基准电价基础上，可协商将电煤价格指数、下游产品价格和月度交易均价三个指标之一或多个作为浮动参考因素，约定电价浮动原则，每月第一周按照确定的浮动电价调整本月交易价格（具体时间由交易中心通知）。具体合同格式参照国家发改委2019年5月6日下发的《电力中长期交易合同示范文本》。在现货试运行期间，双方价格未调整前仍按照原价格进行日结算。未约定浮动机制的，年度交易价格不得调整。

　　（3）除参与长协交易的火电企业外，其余火电企业参与2020年省内市场化交易(含直接交易和非淘汰落后补偿类合同转让交易)后，利用小时数达到2019年省调火电机组平均利用小时数（不含网对网外送电利用小时数）时，若继续参与省内交易，按照外送成交电量与省内交易电量2:1的比例增加省内交易电量。

　　（4）参与交易的发用电双方供需比例上下限A、B值由电力市场管理委员会在12月10日前提出并报省能源局，由省能源局会同山西能监办研究确定。

　　（5）鉴于2020年开展的电力现货市场不间断试运行，根据国家发改委专题会议要求，为保证市场稳定，规避市场风险和市场主体投机行为，引导市场主体签订中长期合同，在开展电力现货市场初期，电力用户、售电公司参与现货交易申报时应确保日内中长期（直接交易）合约总量不低于日总用电量（不含总表计量中不参与市场部分的电量）的90%（后期根据市场成熟度逐步调整）。对低于90%部分电量的获利空间，按照全省电力市场当日中长期（直接交易）合约最高价与现货实时市场日均价的差价标准按日进行扣减，相关资金纳入不平衡资金范围进行疏导。

　　（6）风电、光伏等新能源企业执行政府定价以外的电量应积极参与市场交易。鼓励新能源企业按照我省相关规定优先与“煤改电”用户开展交易，将新能源企业参与“煤改电”交易电量占其市场电量的比重作为优先消纳的主要依据，保障其优先消纳。鼓励电力用户和售电公司积极落实《国家发展改革委国家能源局关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改能源〔2019〕807号）精神，与新能源企业开展电力交易，承担一定配额消纳可再生能源电力。

　　（7）按照《山西省燃煤自备电厂建设运营管理办法》（晋政办发〔2017〕58号）规定，企业燃煤自备电厂在申请成为市场主体后，允许在年度发电量调控目标范围内对自发自用以外电量参与市场交易。

　　（8）符合阶梯电价政策的电力用户，在市场化电价的基础上继续执行阶梯电价政策。

　　（二）规范二级市场

　　1.年用电量超过1000万千瓦时的电力用户，可以通过批发市场与发电企业直接交易，也可通过零售市场与售电公司交易。无议价能力的电力用户和年用电量低于1000万千瓦时的电力用户，通过零售市场与售电公司开展电力交易。

　　2.售电公司通过与电力用户签订购售电合作协议的方式实现绑定后，通过批发市场与发电企业直接交易，承担偏差责任（包含正负偏差）；售电公司在批发市场中的结算电量为所有已绑定用户当期实际用电量（不含总表计量中不参与市场部分的电量）之和。电力用户通过零售市场与售电公司交易的，按照电力用户与售电公司双方约定的价格和实际用电量进行月度结算；对于售电公司与绑定的电力用户之间约定用户侧承担违约责任的，应按月向交易中心提交双方确认的违约确认书，由交易中心出具结算依据，电网企业代为结算违约金。

　　3.符合条件的电力用户在年初自主选择参与批发或者零售市场，但在交易合同履行期限内不得更改；售电公司与电力用户的绑定关系原则上不低于三个月，电力用户在同一合同期内只能绑定一家售电公司。

　　4.为了降低市场主体交易和合同执行风险，在满足电网安全约束的前提下，参与交易的市场主体之间均可开展合同转让。同一主体不得在同一次交易中同时开展合同转入和转出；售电公司参与批发市场交易月度成交电量不应超过其绑定电力用户当月用电需求之和。为规避售电公司脱离电力用户囤积电量和恶意操纵市场，售电公司月内中长期合同净转出（转入和转出相抵后）总电量原则上不应超过其当月成交（买入）电量的10%；对于超出10%的，暂停下月合同转让；零售用户出现因不可抗力导致停产等特殊情况时，由售电公司向交易中心提出申请，经省能源局会同山西能监办组织核实后方可超额转让。

　　5.不具备分表、分时计量的电力用户（低压用户），暂不参与现货市场，在零售市场通过售电公司购电；售电公司绑定此类用户在批发市场交易时，只能选择典型曲线与电厂签订中长期合约，后期合约曲线不得调整。

　　6.进入市场的售电公司要在2020年3月底前（上市公司下属售电公司在5月底前）向山西电力交易中心提交2019年度财务审计报告（需带注册会计师协会监管码），由交易中心汇总后报省能源局，作为确定其2020年市场交易规模上限的依据。逾期未提供财务审计报告的，暂停其交易资格。对在2019年度全省售电公司核查中，存在资产不实、技术人员不到位、财务审计报告不规范、信用核查异常等问题的售电公司，纳入信用记录，根据其问题整改情况，采取核减售电规模或暂停其参与市场交易等措施，进一步规范售电公司的运营管理。

　　7.鼓励售电公司不断创新服务项目和内容，向电力用户提供增值服务；支持开展综合电能服务项目合作的售电公司与电力用户双方签订1年以上购售电协议；双方可凭项目合作合同在交易中心锁定跨年度购售电合作关系。

　　8.鼓励售电公司应用信息技术手段，加强零售市场电力用户的用能服务管理；在省电力交易平台的技术体系下，探索建立第三方交易辅助系统，实现与省电力交易中心平台批发市场的有效衔接，进一步完善市场功能和激发市场活力。第三方交易辅助系统应满足相关技术标准和安全规范，经过相关论证后并获得省能源局和山西能监办批准后方可与交易平台对接并投入运营。

　　9.对果库冷藏用电和5G等电信基站用电，采取通过售电公司打包交易、分表计量、属地结算的方式参与市场。

　　（三）在未开展现货试运行期间，有关交易组织、安全校核、信息发布、合同执行、交易结算等按照2019年模式及本方案相关规定执行。在开展电力现货交易试运行期间，按照我省电力现货交易规则体系及本方案相关规定执行。未尽事项，由省能源局会同相关部门在交易开展前进行明确。

　　四、相关要求

　　（一）各市能源局要加强对市场主体的事中、事后管理。按照负面清单有关要求，及时发现并提出不具备参与市场交易和需退出市场的电力用户名单；对发电企业和售电公司要严把准入关，对申报材料的真实性进行查验，按规定的条件和程序组织进行网上申报。

　　（二）对不具备分表、分时计量条件的电力用户，省电力公司、山西地方电力有限公司及增量配网运营企业要加快完成表计改造，并将相关信息接入电力现货技术支持系统。山西电力交易中心有限公司要进一步提升服务质量，建立和完善市场信息披露制度，为市场主体提供更具参考性和便捷的交易服务。要进一步优化结算、清算流程，缩短电费支付时间，相关方案要向省能源局和山西能监办报备。要强化交易信息报备制度，每批次交易全过程相关信息要向省能源局和山西能监办报备。要尽快研究提出交易平台开放的技术和安全规范，为第三方交易辅助系统接入提供支持。

　　（三）各有关交易主体对申报材料的真实性承担责任，要按照交易相关安排要求，做好交易申报和结算等工作，坚持平等协商，自主交易，诚信为本；严禁串通联盟，形成价格堡垒，干扰交易秩序；要强化风险意识，立足实际开展电力交易，不断增强风险防控能力。对市场主体出现严重违规交易和不诚信行为的，将纳入诚信考核体系，情节严重的列入市场黑名单实施联合惩戒。

　　（四）参加电力市场的电力用户要加强电力需求侧管理，尽快完成电能信息采集系统建设，并接入山西省电力需求侧管理平台，为企业实现电能实时监测、交易偏差处理、开展节电服务等提供技术支撑，并为参与现货市场积累电能量数据；电力用户在参与零售市场时要强化风险意识，要对合作的售电公司进行充分的了解，并在购售电绑定合同中明确违约条款和处理责任。

　　（五）售电公司要注重风险防控，发挥好发电企业与电力用户之间的桥梁作用，坚决杜绝售电公司脱离发电企业和电力用户单边“赌市场”；要强化对电力用户用电曲线的监测能力，通过市场创新凸显价值、提升市场竞争力；鼓励售电公司在零售市场中与电力用户按照用电曲线约定价格，以适应现货市场，引导用户优化用电习惯和降低交易风险；售电公司要结合电力用户用电特性和潜在停限产风险，灵活用好年度、月度、周交易和合同转让交易政策，有效规避市场风险。

　　（六）电力市场管理委员会要在研究市场规划、制定交易细则、协调争议和加强监督等方面发挥作用，维护和保障市场主体的合法权益。